什么是长时储能？它的经济性如何？

长时储能一般指4小时以上的储能技术。长时储能系统是可实现跨天、跨月，乃至跨季节充放电循环的储能系统，以满足电力系统的长期稳定。可再生能源发电渗透率越高，所需储能时长越长。

可再生能源发电具有间歇性的特点，主要发电时段和高峰用电时段错位，存在供需落差。随渗透率上升，平衡电力系统的负荷要求增加。相较于短时储能，长时储能系统可更好地实现电力平移，将可再生能源发电系统的电力转移到电力需求高峰时段，起到平衡电力系统、规模化储存电力的作用。

风电、光伏发电占比越高，储能时长越长

储能设备削峰填谷功能凸显，以4h为代表的长时储能设备具有发展必要性。根据CAISO数据，绘制2021年加州夏季单日电池储能设备的充放电曲线。

由图可见，储能设备在白天以高功率储存电能，在晚间用电高峰高功率放电，高峰放电持续时间超4h。

加州夏季单日电池储能设备充放电曲线

根据Strategen的研究报告，未来到2045年，太阳能将成为加州最主要的可再生能源，占比达75%。为平衡太阳能发电，需要在白天存储8到12个小时的电能，晚间存储调度量也将增加，最多时需连续放电12小时，长时储能发展不可或缺。

美国加州由于较高的可再生能源发电比例，是最早大量部署持续放电时间4小时储能系统的地区之一。

从2019年开始，加州地区就已经开始陆续部署4小时的储能系统。根据Strategen预测，加州到2030年将部署2-11GW的长时储能设备，到2045年将实现45-55GW的长时储能配置。

加州4h以上的锂电池储能项目

长时储能的三个阶段

对于长时储能而言，最重要的是为电力系统的灵活性调节提供支撑。概括而言，电力系统中，灵活性资源的需求方主要是风力、光伏发电设施；电力系统的灵活性主要来自于两个方面，一方面是原有发电机组的灵活发电，另一方面就是储能设施的配置。

我们在分析推进节奏时，将灵活性提供方简化为三部分：存量机组；成熟的储能方式——抽水蓄能；新型储能技术。通过这种方式，可大致勾勒出随着风光发电量占比的逐步提升，储能的推进节奏。

具体可分为三个阶段：

阶段1：风光发电量10%左右的水平（对应中国2021年前后所处的阶段）：

新型长时储能技术发展的战略窗口期在此阶段，存量的发电机组（煤电、气电）可以进行改造，提供更多的灵活性资源支持；传统的储能方式抽水蓄能由于建设周期较长（6-8年），需尽快规划上马；新型储能项目成本仍然过高，但是如果仍存在灵活性缺口，需要新型储能项目尽快补上。

阶段2：风光发电量20%左右的水平（对应中国约2025年前后所处的阶段）：

新型长时储能技术产业化降本的决战期在此阶段，存量的发电机组改造基本完成，无法提供更多的增量灵活性；抽水蓄能项目逐渐落成，与存量机组一同成为灵活性调节主力；而此时，对于新型储能的需求量也进一步提升。

阶段3：风光发电量30%左右的水平（对应中国约2030年的阶段，对应美国加州约2020年所处的阶段）：

成本最优的长时储能技术装机量快速增长期在此阶段，存量机组无改进空间且逐步淘汰；抽水蓄能受限于地理资源约束无法继续上量；只能依靠新型长时储能技术提供增量的灵活性资源。

长时储能的推进节奏

长时储能的分类

储能技术特点及降本情况各不相同，根据应用场景的不同，长时储能技术将呈现多线并举的格局。

概括而言，长时储能技术可分为机械储能、储热和化学储能三大主线。其中，机械储能包括抽水蓄能、压缩空气储能；储热主要为熔盐储热；化学储能包括锂离子电池储能、钠离子电池储能以及液流电池储能。

储能技术路线对比

经济性

初始投资成本、储能效率与循环寿命是三大核心因素

1.最便宜的长时储能：抽水蓄能、压缩空气、锂离子电池储能

在考虑充电成本情况下，抽水蓄能和压缩空气储能技术最为经济，而锂离子电池储能为现阶段度电成本最低的电化学储能技术，钠离子电池和液流电池度电成本较高。

5种储能形式的全生命周期度电成本（元/kWh）

2.压缩空气：效率提升至65%时，经济性有望超过抽水蓄能

随储能效率提升，压缩空气储能技术的度电成本将持续下降，有望超过抽水蓄能，成为最经济的大规模储能技术。进行敏感性分析，初始投资成本为1.4元/Wh时，假设储能效率提升至70%/75%/80%，考虑充电电价的度电成本可下降至0.834/0.806/0.782元/kWh。

目前，张家口100MW/400MWh先进压缩空气储能系统的设计效率已达到70.4%，后续可持续观测其运营情况。

压缩空气储能中，“度电成本”对初始投资成本、储能效率的敏感性分析（元/kWh）

3.锂离子电池：锂价回落后，仍是比较经济的长时储能方案随产业化进程加速和原材料价格回落，锂离子储能初始投资成本有望逐步下降，将提升其储能经济性。进行敏感性分析，储能效率为88%时，假设10MW/50MWh锂离子电池储能系统的初始投资成本降至1.5/1.2/1.0(元/Wh)时，考虑充电电价的度电成本为1.081/0.966/0.890元/kWh。

锂电储能中，“度电成本”对初始投资成本、储能效率的敏感性分析（元/kWh）

4.液流电池：初始投资成本和储能效率是两大掣肘因素随产业化进程加速，液流电池储能的初始投资成本有望下降，其储能效率逐步上升，将进一步改善液流电池的度电成本。

进行敏感性分析，储能效率为75%时，假设10MW/50MWh液流电池储能系统的初始投资成本降至2.5/2.0/1.5(元/Wh)时，考虑充电电价的度电成本将下降为1.293/1.132/0.971元/kWh。

表16：液流电池储能中，“度电成本”对初始投资成本、储能效率的敏感性分析（元/kWh）

5.钠离子电池：极致降本后，可作为比较经济的长时储能方案随产业化进程加速，钠离子电池储能初始投资成本有望逐步下降，大幅提升其储能经济性。

进行敏感性分析，储能效率为80%时，假设10MW/50MWh钠离子电池储能系统的初始投资成本降至1.6/1.3/1.0(元/Wh)时，考虑充电电价的度电成本为1.263/1.153/1.044.元/kWh。当初始投资成本下降至1.3（元/Wh）时，度电成本将低于当前锂离子电池。

表17：钠电储能中，“度电成本”对初始投资成本、储能效率的敏感性分析（元/kWh）

参考资料：光大证券

原文始发于微信公众号（艾邦储能与充电）：什么是长时储能？它的经济性如何？